记者 王雅洁
7月中旬，江苏常州一家储能系统集成商负责人黎经理，专程与一个独立储能项目的业主见面。
黎经理所在公司4月底中标了该项目的储能系统设备供货，6月与业主方签署合同，并缴纳了合同额5%的履约保证金。这个百兆瓦时（MWh）级项目系统报价低于0.5元/瓦时（Wh）。
放在今年4月储能系统报价仍处历史低位的时候，这还是一个可以写进业绩表的低利润订单。
但到了7月，黎经理测算，若仍按原合同价交付，这一项目可能会倒贴数百万元。
问题出在当初那笔账的假设变了。
一位央企储能系统集成商项目负责人解释，过去企业敢报低价，是赌中标到交付之间电芯、PCS（储能变流器）等关键设备价格还能再降一点。
今年7月以来，受上游成本反弹、需求集中释放和电芯厂结构性调整产线等因素影响，部分电芯长协价和现货价上行，电芯厂同步提高预付款比例、缩短账期。原先“先低价拿项目、之后再采购电芯可能更便宜”的路径走不通了，合同价被锁定，电芯却涨价了。
低价单交付生变
中标时，上述项目被黎经理所在公司内部视为“必须拿下”的订单。
黎经理说，当时储能系统价格还在低位，同行报价一个比一个低，“不报低一点，连入围机会都没有”。
他分析，这一报价策略的现实基础是，过去一年半时间里，314Ah电芯长协价格基本稳定在0.30元/Wh至0.33元/Wh区间，月度波动通常不超过两三分钱。
多数中小集成商在投标时，正是基于这条长期平稳向下的价格曲线倒推报价，也形成了“中标到交付之间电芯还会更便宜”的惯性预期。据此，他所在公司投标时并未为电芯等关键设备预留较大幅度的涨价空间。
黎经理坦言：“（该项目）投标时就没多少利润，算下来毛利不到3个点。”当时公司的判断是，先把项目做下来，拿业绩、跑流程、保团队运转。
黎经理事后再次复盘，一方面，业主希望赶在年底新能源装机指标考核和容量电费政策调整前完成并网。另一方面，电芯厂排产紧张、交付周期拉长，头部电芯厂主动调整产线结构、更多产能向500Ah以上新规格倾斜，314Ah等常规规格产线饱和且排产节奏相应收紧，集成商必须提前备货、提前排产。
上游碳酸锂价格自4月底开始反弹，黎经理说：“从2023年下半年到2025年上半年，电芯价格几乎是一条平稳向下的小斜线，大家已经习惯按这条曲线去排成本预算，几个月前的报价里，没有人预料到这条线会突然往上抬。”
按合同约定，该项目需在2026年12月底前完成全容量并网，10月起设备分批到场安装。留给集成商的操作窗口，实际只剩三四个月。
投标时，黎经理和一家二线电芯厂有框架协议，但框架价格只锁到6月底。到6月续谈时，对方给出的314Ah电芯长协价已涨至0.365元/Wh，并要求先支付20%预付款，排产排到9月以后。7月，黎经理又问了一圈现货市场，314Ah电芯的报价已接近0.39元/Wh到0.40元/Wh，而且不少供应商要求现款现货。
他重新测算后发现，如果按0.365元/Wh甚至更高价格拿电芯，项目总成本会明显高于原合同价格。他说：“我们这种中小公司，一个项目亏几百万元，伤筋动骨。”
黎经理称，7月已有PCS供应商发出涨价通知，公司原先按约0.06元/Wh测算的PCS成本，现在需要按更高价格重新确认。他说：“这个项目不至于大亏，但基本是平进平出，白干。”
头部企业的压力
同样面对低价项目，头部集成商的压力来得晚一些。
一家头部储能系统集成商项目负责人告诉记者，他们上半年中标的项目中，约75%的电芯通过年度长协保障，主要与头部电芯企业签框架协议，量先锁住，价格按季度谈。一季度该公司长协价约为0.33元/Wh出头，二季度上调至0.35元/Wh到0.36元/Wh，三季度预计仍会调整，但幅度小于现货市场。
这位负责人透露，按当前长协成本测算，该公司上半年中标的几个0.48元/Wh、0.49元/Wh附近价格的储能系统项目毛利已很薄，约3%到5%，低于去年下半年部分项目8%到10%的水平。
他说：“我们规模采购有优势，电芯比小厂便宜两三分钱，PCS、BMS有一部分是自研，结构件为集中采购，系统总成本可能比中小集成商每瓦时低四分到五分钱。同样一个低价单，小厂可能亏，我们还能获得薄利。”
但即便是头部企业，投标底线也在变化。
上述负责人称，7月以后，该公司内部对低价项目重新划线：原则上不投4小时储能系统低于0.48元/Wh的项目，对2小时系统低于0.55元/Wh的项目也会非常谨慎，除非是面对战略客户，或者后续项目明确，业主方在主合同之外明确承诺，以同等或更优价格续签一个同区域、同类型的后续储能项目订单，否则不轻易跟进。
他的解释是，不是完全做不了，是风险收益比不划算。如果价格太低，那么之后在交付过程中任何环节出问题，都可能把利润吃掉。
该负责人之所以比黎经理更早感知到这一轮价格变化，是因为从今年5月电芯长协价首次出现上调信号起，该头部企业在二季度后半段就已经开始重新审视上半年中标的低价项目。换言之，“压力来得晚一些”，并不是变化发生得晚，而是头部企业有长协价、有规模采购优势，缓冲周期更长。
电芯变量
让上述低价单进入交付期后重新承压的关键变量之一，是电芯。过去企业低价中标后，还能等着电芯继续降价来补利润；但这一次，部分订单真正进入采购时，电芯价格、排产和付款条件都变了。
一家头部储能电芯企业研发负责人李明告诉经济观察报记者，314Ah电芯价格从二季度开始逐步上行。
对低价中标的集成商来说，几分钱的变化已经足够改写项目账本。
李明举例称，一家集成商一季度与他们签了框架协议，但当时没有锁定具体采购量。6月，这家企业来采购一批314Ah电芯，希望按一季度价格执行。电芯厂没有接受，重新报价后，对方磨了两周，最终该集成商接受了更高价格，但交货期排到了9月。
李明说：“框架协议锁的是合作意向和年度量级，不是当期合同价。采购企业当时如果没有锁量、锁价，现在来采购，就要按当前价格和排产节奏重新谈。”
价格之外，排产也在变紧。
李明称，其所在企业的314Ah产线开工率已在95%以上，500Ah以上新产线6月刚开始放量，仍处在爬坡阶段。目前订单已经排到10月。正常情况下，常规规格电芯交付周期为两到三周，现在拉长到四到五周。
付款条件也开始调整。
李明说，对一些明显低价中标的集成商客户，他们内部收紧了付款条件。过去部分客户可以拿到三个月甚至六个月账期，现在类似订单会被要求提高预付款比例，或者改成款到发货、货到30天内付款。
李明进一步表示，订单“不香了”不等于企业可以不做，中间隔着合同、履约保证金和信用记录。他说：“有些集成商不是不知道利润薄，但现在不拿货，后面可能更贵，也可能赶不上并网节点。”
应对
低价单进入交付期后，业主一端也开始调整动作。
一位央企电力投资平台储能项目人士告诉经济观察报记者，最近两个月，供应商围绕价格、付款和交付节奏提出沟通的情况确实变多了。但在国企项目里，已经备案的中标单价很难直接改动，项目负责人更关心的是，供应商会不会为了保住利润，在交付环节压缩配置。
他所在公司已经开始把设备到货验收卡得更细。电芯要做抽检和溯源，PCS、BMS品牌型号要和投标文件逐项核对，消防、温控等设备也要看是否与技术协议一致。对明显低于市场水平的报价，项目团队会要求供应商补充电芯来源、排产计划、设备到货节点和质保安排。
该项目人士坦陈：“现在我们最怕的不是供应商来谈付款，而是他嘴上说按合同交，实际交付时私下换了配置。”
工业配储业主也在重新看待低价单。
云南一家电解铝企业配套光伏储能项目负责人赵明远告诉经济观察报记者，其所在的公司二期50MW/200MWh储能项目正在招标，已收到的系统设备报价大多集中在0.52元/Wh到0.58元/Wh之间，但也有两家报价明显偏低。
赵明远看到报价后的第一反应不是“便宜”，而是“能不能做下来”。他让技术团队重新翻标书，发现该投标人电芯品牌写的是“国内一线品牌”，但没有明确到具体厂家；BMS写的是“自主研发”，而该公司此前做过的最大项目只有几兆瓦时；质保期也短于其他投标人。
赵明远说：“我们是电解铝企业，最怕停电。如果该放电的时候储能放不出来，或者运行中出故障，省下的设备钱不够赔一次停产损失。”
这次招标中，赵明远所在公司把价格分控制在40%左右，技术方案和商务资质占更高权重。明显低于其他报价的供应商，需要当面说明成本构成、设备品牌和质保安排。
相关央国企项目的评标规则也在变化，异常低价评审也开始更多被启动。
上述央企电力投资平台储能项目人士提到，上个月一个项目中，有投标人报价约0.45元/Wh，比次低报价低约15%，评标委员会要求其说明成本构成。对方无法说清电芯来源、采购价格和系统配置，最终未能继续推进。
在这条储能产业链上，从集成商到电芯厂再到业主，每一方都在重新校准对低价单的判断。
（应受访者要求，文中李明为化名）
热门跟贴